UROPE FACE AU PIC PETROLIER RAPPORT … · A partir des données géologiques, les ingénieurs...

L’Europe face au pic pétrolier – Rapport annexe 1 : Réserves et production - 1

SOMMAIRE SOMMAIRE ....................................................................... 1

LISTE DES ILLUSTRATIONS................................................. 2

LISTE DES TABLEAUX ........................................................ 2

LEXIQUE ........................................................................... 2

I. RESSOURCES ET RÉSERVES ........................................ 4

A. DEFINITIONS ................................................................ 4

1. Les ressources....................................................... 4

2. Les réserves .......................................................... 4

B. RESERVES PETROLIERES MONDIALES .................................. 5

1. Réserves ultimes ................................................... 5

2. Estimations des réserves mondiales ..................... 6

3. Estimations alternatives (données techniques) .... 8

II. PRODUCTION ET PIC PÉTROLIER .............................. 10

A. PROFIL DE PRODUCTION D’UN GISEMENT ......................... 10

B. PROFILS DE LA PRODUCTION MONDIALE ........................... 10

1. Le ratio Réserves/Production (R/P) .................... 10

2. Le pic de Hubbert ............................................... 10

3. Notion de « Peak Oil » ....................................... 11

4. Ce qui fait debat ................................................. 11

C. HISTORIQUE DE PRODUCTION MONDIALE ......................... 13

D. PERSPECTIVES............................................................. 14

1. Pétrole conventionnel ........................................ 14

2. Autres hydrocarbures ......................................... 15

3. Carburants synthétiques .................................... 18

4. Bilan des perspectives ........................................ 19

5. Les scénarios ...................................................... 19

BIBLIOGRAPHIE ............................................................... 22

L’EUROPE FACE AU PIC PETROLIER : RAPPORT ANNEXE 1

Réserves et production

Benoît Thévard – novembre 2012


LISTE DES ILLUSTRATIONS

Figure 1: Différence entre ressources et réserves, Image

adaptée du modèle de Jean Noël Boulard (Bret-Rouzaut &

Favennec, 2011) ................................................................... 4

Figure 2: Classification schématique des réserves ............... 4

Figure 3: 73 estimations des réserves ultimes avec courbe

de tendance. Pour les estimations donnant un mini et un

maxi, la valeur moyenne a été utilisée ................................ 6

Figure 4: Répartition des estimations des réserves ultimes 6

Figure 5: Vingt premières réserves prouvées mondiales

(Données : BP, 2012) ............................................................ 6

Figure 6: Evolution des réserves prouvées mondiales 1980 -

2012 (Données BP 2012) – ................................................... 6

Figure 7: Evolution des réserves prouvées pour cinq pays de

l’OPEP (Données : BP, 2012) ................................................ 7

Figure 8: Différents liquides intégrés dans les estimations

pour chaque organisation (McGlade, 2010) ........................ 7

Figure 9: Réserves pétrolières mondiales restantes d’après

les sources politiques, financières et techniques (Source :

Jean Laherrère) .................................................................... 9

Figure 10: Futur de la production mondiale de pétrole, ratio

R/P 2012 (Données BP 2012) ............................................. 10

Figure 11: Evolution du ratio R/P 1900 - 2012 ................... 10

Figure 12: Profil de la production des Etats-Unis entre 1850

et 2050 selon le modèle de Hubbert (109

BBLS = 1 Gb) ..... 11

Figure 13: Perspectives de production mondiale tous

liquides pour différentes valeurs de l'ultime et sans

contrainte économique ou politique ................................. 12

Figure 14: Futur de la production mondial en fonction des

contraintes économiques, faisant apparaitre le plateau

ondulant ou bumpy plateau (Source : J. Laherrère et JL.

Wingert) ............................................................................. 12

Figure 15: impact des facteurs géopolitiques sur la courbe

de production .................................................................... 13

Figure 16: Production mondiale de pétrole 1900-2011 ..... 13

Figure 17: taux de déclin pour les gisements onshore et

offshore (Höök, Hirsch, & Aleklett, 2009) .......................... 14

Figure 18: Découvertes cumulées en eaux profondes par

continent (Source : J. Laherrère) ........................................ 16

Figure 19: Projections ExxonMobil pour le offshore profond

en 2030 (Onderdonk, 2011) ............................................... 16

Figure 20: Perspectives de production dans la zone Arctique

(Lindholt & Glomsrod, 2011) .............................................. 16

Figure 21: perspectives de production pour le pétrole

conventionnel et les sables bitumineux du Canada ........... 17

Figure 22: Perspectives de production du Venezuela, entre

2011 et 2021 (IPD Latin America, 2012). ........................... 17

Figure 23: Perspectives de production pour le pétrole extra-

lourd de l’Orénoque au Vénézuela (Source : J. Laherrère) 17

Figure 24: Scenarios de production du Tight Oil aux Etats-

Unis en 2035 (Source : EIA 2012) ....................................... 18

Figure 25: Projections 2020 - production mondiale tous

liquides ............................................................................... 19

Figure 26: Projection 2020: production mondiale tous

liquides (projection moyenne) ........................................... 19

Figure 27: Evolution des prévisions de production de

pétrole de l’AIE depuis 2001 (Source : IMF) ....................... 20

Figure 28: Scénario de Robert L. Hirsch présenté lors de la

10ème

conférence internationale de l'ASPO (Vienne, 2012) 21

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: soustraction des pétroles non conventionnels

aux chiffres publiés par BP ................................................... 9

Tableau 2 : taux de déclin observés sur les 580 gisements

en déclin les plus importants (IEA, 2008) ........................... 14

LEXIQUE

VOCABULAIRE TECHNIQUE

Français English Définition

Bio/agrocarburant

Biofuel Carburant liquide issu d’une transformation de la biomasse.

Coal, Gas & Biomass To Liquid

Carburant liquide issu d’une transformation thermochimique du charbon, du gaz naturel ou de la biomasse.

Condensat

Condensate Hydrocarbure très léger, à l’état gazeux dans le sous-sol mais qui se condense en tête de puits.


Déplétion Depletion Part des réserves ultimes récupérables ayant déjà été produite

Pétrole & Gaz de schiste

Shale oil & gas Gaz piégé dans la roche mère, un milieu non poreux et imperméable

Pétrole & gaz en roche compacte

Tight oil & gas Gaz contenus dans de très mauvais réservoirs compacts

Gaz de charbon, gaz de houille

Coal Bed Methane, CBM

Gaz produit à partir de couches de charbon qui sont trop profondes, ou de mauvaise qualité pour être exploitées avec des techniques minières

Gaz naturel

Natural gas Méthane trouvé naturellement dans des roches réservoirs.

Gisement, champ

Field Zone formant un réservoir de pétrole simple ou multiple faisant partie d’une même structure géologique

Hydrocarbure

Hydrocarbon Molécule organique constituée d’atomes de carbone et d’hydrogène

Pétrole brut

Crude oil Hydrocarbure naturellement liquide et stocké dans des réservoirs naturels souterrains

Pétrole conventionnel

Conventional oil Dans cette étude, le pétrole conventionnel exclu les pétroles extra-lourds, le pétrole offshore profond et ultra profond, le pétrole en roche compacte et pétrole de schiste

Pétrole lourd

Heavy oil Pétrole dense dont l’indice de gravité est compris entre 10°API et 20°API

Pétrole extra-lourd

Extra-heavy oil Pétrole très dense dont l’indice de gravité est inférieur à 10°API

Hydrate de méthane

Gas hydrate Mélange d'eau et de méthane piégé au fond des océans ou dans le pergélisol qui, sous certaines conditions de pression et de température, cristallise pour former un solide.

Kérogène Kerogen Matière organique insuffisamment chauffée pour être transformée en pétrole

Schiste bitumineux

Oil shale Roche sédimentaire contenant de la matière organique immature (kérogène)

Sables bitumeux

Oil sands, tar sands

Sable contenant du pétrole extra lourd ou du bitume

Taux de déclin

Decline rate Taux annuel auquel la production d’un puits pétrolier, d’un champ ou d’une région décline après le passage du pic de production

Tous liquides

All-liquids Terme générique incluant tous les hydrocarbures et carburants liquides (pétrole brut conventionnel et non conventionnel, condensats, liquides de gaz naturel, CTL, GTL, BTL et biocarburants)

ABREVIATIONS

AIE IEA Agence Internationale de l’Energie (International Energy Agency)

BP British Petroleum (compagnie pétrolière)

BTL, GTL, CTL

Biomass to Liquid, Gas to Liquid, Coal to Liquid

EIA Energy Information Administration EOR Enhanced Oil Recovery ERoEI Energy Return on Energy Invested

(Energie récupérée sur énergie investie) ERR Economically Recoverable Resources

(Ressources économiquement récupérables)

OGJ Oil & Gas Journal OPEP OPEC Organisation des Pays Exportateurs de

Pétrole (Organisation of the Petroleum Exporting Countries)

PIB GDP Produit Intérieur Brut (Gross domestic product)

R/P Réserves sur Production TRR Technically Recoverable Resources

(Ressources techniquement récupérables)

URR Ultimate Recoverable Resources (Ressources ultimes récupérables)

UNITES

$, M$, Md$ dollar, million de dollars, milliard de dollars €, M€, Md€ euro, million d’euros, milliards d’euros b, kb, Mb, Gb

baril, millier de barils, million de barils, milliard de barils

b/j, kb/j, Mb/j

baril par jour, millier de barils par jour, million de barils par jour

Wh, kWh Watt.heure, kiloWatt.heure Bcf, Tcf billion cubic feets, trillion cubic feets Bcm, Tcm billion cubic meters, trillion cubic meters t, Mt tonne, million de tonnes °API degré API, unité de mesure de la densité du

pétrole tep, ktep, Mtep

tonne, millier de tonnes et million de tonnes équivalent pétrole


I. RESSOURCES ET RESERVES

A. DEFINITIONS

1. LES RESSOURCES

Les ressources sont les volumes estimés d’hydrocarbures en place dans le sous-sol, sans faire référence aux contraintes d’accessibilité et/ou de prix de revient (Lepez, 2002, p. 34). Les volumes concernés sont donc bien supérieurs aux volumes qui seront réellement extraits car ils intègrent ce qui n’a pas été découvert et ce qui n’est pas économiquement rentable. Comme illustré sur le schéma suivant

1, les ressources doivent passer certaines étapes

indispensables avant de devenir des réserves

Figure 1: Différence entre ressources et réserves, Image adaptée du

modèle de Jean Noël Boulard (Bret-Rouzaut & Favennec, 2011)

2. LES RESERVES

Les réserves sont la fraction des ressources qui est et sera techniquement et économiquement récupérable. Les seules réserves connues avec certitude sont celles qui ont déjà été produites. Les étapes d’estimation des réserves sont les suivantes (Thompson, Sorrell, & Speirs, 2009, p. 8):

1- Estimer la quantité d’hydrocarbures présente dans le sol (étude géologique)

Après avoir identifié les régions les plus propices à la formation d’hydrocarbures, des forages d’exploration sont effectués permettant de vérifier leur présence et mesurer les caractéristiques du réservoir (pression, porosité etc.). Différents facteurs sont ensuite appliqués en fonction des prélèvements et des mesures pour estimer la quantité en place.

2- Estimer combien il sera techniquement possible d’en extraire (ingénierie pétrolière)

A partir des données géologiques, les ingénieurs pétroliers doivent estimer le facteur de récupération (recovery factor), c'est-à-dire la quantité d’hydrocarbures qu’il est possible de récupérer avec les techniques disponibles.

1 La définition des ressources est ambiguë et peut varier selon les auteurs. Nous présentons ici une des définitions afin de permettre au lecteur de bien différencier les notions de ressource et de réserve.

3- Estimer combien il sera économiquement rentable d’en extraire (étude économique)

Cette étape est particulièrement subjective car il s’agit de déterminer la rentabilité d’un projet en anticipant l’évolution future du prix des hydrocarbures.

4- Décider de la quantité qu’il est politiquement intéressant ou raisonnable de déclarer, au regard des lois en place dans les pays concernés et tenant compte de l’importance stratégique de ces déclarations, que ce soit pour les compagnies privées ou les pays producteurs.

Toutes ces étapes permettent de définir une fourchette entre la quantité minimale dont l’existence est fortement probable et la quantité maximale dont la probabilité d’existence est faible, dans des conditions techniques et économiques données. Entre ces valeurs maxi et mini, les principaux seuils de probabilité utilisés sont: 10% (P10), 50% (P50), 90% (P90).

RESERVES ULTIMES

C’est le volume total d’hydrocarbures qui sera extrait d’un champ ou d’une région, du début à la fin de la production. Les réserves ultimes prennent en compte les réserves restantes connues et celles qu’il reste à découvrir, mais également la production cumulée, c'est-à-dire le volume total de pétrole ayant déjà été consommé au moment de l’estimation (1200 à 1300 Gb de pétrole

2 à ce jour et au

niveau mondial, selon si l’on intègre le pétrole extra-lourd ou non

3). Les réserves ultimes ne sont qu’une fraction des

ressources, c’est à dire de la quantité de pétrole en place dans le sol.

Figure 2: Classification schématique des réserves

CLASSIFICATION OFFICIELLE DES RESERVES

La classification des réserves, dérivée des valeurs précédentes, a été proposée et adoptée officiellement en 1997 par la SPE (Society of Petroleum Engineers) au cours

2 http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/espace-decouverte/tous-les-

zooms/les-reserves-de-petrole 3 http://aspofrance.viabloga.com/files/JL_Sophia2011.pdf


du WPC (World Petroleum Congress). La dernière version a été approuvée en 2007 (PRMS

1) :

- Réserves 1P = Réserves prouvées (P90 ou P95 au choix du déclarant)

- Réserves 2P = Réserves prouvées (P90) + probables (P50)

- Réserves 3P = Réserves prouvées (P90 ou P95) + probables (P50) + possibles (P10 ou P5)

Plus l’exploitation d’un gisement avance, plus la connaissance s’affine et permet une meilleure estimation des quantités en place. Le plus souvent, les estimations 1P et 3P convergent dans le temps vers la valeur moyenne estimée au départ, proche de l’estimation 2P. Il arrive parfois que la réalité soit très différente des estimations de départ.

RESERVES 1P = PROUVEES

La définition officielle évoque une « certitude raisonnable de récupération dans les années futures, aux conditions techniques et économiques du moment ». Concrètement, il s’agit des quantités présentant plus de 90% de chances d’exister et d’être extractible, mais malgré l’utilisation commune d’une telle définition au niveau mondial, l’interprétation de la notion de « raisonnable » reste très subjective

2 et permet d’entretenir l’ambiguïté sur ce qui

peut être déclaré ou non.

Les dernières règles en vigueur aux Etats Unis définissent ainsi les réserves prouvées

3:

§210.4-10 (22) Proved oil and gas reserves. Proved oil and gas reserves are those quantities of oil and gas, which, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be economically producible—from a given date forward, from known reservoirs, and under existing economic conditions, operating methods, and government regulations—prior to the time at which contracts providing the right to operate expire, unless evidence indicates that renewal is reasonably certain, regardless of whether deterministic or probabilistic methods are used for the estimation. The project to extract the hydrocarbons must have commenced or the operator must be reasonably certain that it will commence the project within a reasonable time.

1 Petroleum Resources Management System, disponible sur le site

de la SPE, URL : http://www.spe.org/industry/docs/Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf 2 Ukerc review of global oil depletion, p10

3 Electronic Code of Federal Regulations, Title 17, §210.4-10:

Financial accounting and reporting for oil and gas producing activities pursuant to the Federal securities laws and the Energy Policy and Conservation Act of 1975, consulté le 21/08/2012, URL: http://ecfr.gpoaccess.gov/cgi/t/text/text-idx?c=ecfr&sid=2b2ae1668511e9f2c10092c9468a751c&rgn=div8&view=text&node=17:2.0.1.1.8.0.21.41&idno=17

On notera que la définition de l’OPEP, qui introduit une limite de temps explicite, à savoir l’échéance du permis d’exploitation, sous-estime les réserves puisque l’exploitation du ou des gisements concernés pourra être encore rentable au-delà de cette échéance.

RESERVES 2P = PROUVEES + PROBABLES

D’après les règles de la SPE/WPC/AAPG4, ce sont les

réserves dont la probabilité d’existence est de 50%, c'est-à-dire qu’il y a autant de chances que la réalité soit supérieure, que de chances qu’elle soit inférieure aux estimations de départ. Autrement dit, ce sont les réserves médianes. Sur l’ensemble des estimations mondiales les écarts se neutralisent à peu près, c’est pourquoi les réserves 2P sont considérées comme l’évaluation la plus réaliste des réserves pétrolières.

Dans les faits, ce sont les réserves moyennes (P40 –P45) qui sont prises en compte au moment de la décision de développement

5.

RESERVES 3P = PROUVEES + PROBABLES + POSSIBLES

Ce sont les réserves ayant au moins 10% de chances d’exister. Comme nous le verrons plus tard, il est incorrect d’additionner les réserves 3P des champs pour obtenir les réserves 3P d’une région car la somme surestime largement la réalité.

B. RESERVES PETROLIERES MONDIALES

1. RESERVES ULTIMES

Au niveau mondial, de nombreuses estimations des réserves ultimes ont été réalisées depuis les années 1940 (73 dans le graphique ci-dessous). D’abord largement en deçà de la réalité, la moyenne de ces estimations est ensuite restée stable autour de 2000 Gb pendant plus de quarante années. Plusieurs d’entre elles, émanant d’organisations américaines (EIA, Exxon Mobil et USGS) depuis le début des années 2000, se situaient entre 3000 et 4000 Gb, faisant remonter la tendance. Selon Jean Laherrère, il y aurait confusion entre hydrocarbures conventionnels et non conventionnels dans ces estimations.

4 Society of Petroleum Engineers, World Petroleum Council ,

American Association of Petroleum Geologists 5 Jean Laherrère au cours d’un échange, le 14/08/2012.


Figure 3: 73 estimations des réserves ultimes avec courbe de tendance.

Pour les estimations donnant un mini et un maxi, la valeur moyenne a

été utilisée

Les estimations inférieures à 1500 Gb ont été réalisées entre 1940 et 1970 et environ deux tiers des estimations se situent entre 1500 et 2500 Gb. L’USGS (US Geological Survey) évalue les réserves ultimes avec une fourchette comprise entre 2248 Gb (95% de probabilité) et 3896 Gb (5% de probabilité), pour une valeur moyenne envisagée de 3003 Gb

1. Selon Jean Laherrère, cette estimation contient

un volume appelé « reserve growth » (croissance des réserves) qui n’est pas correct

2.

Figure 4: Répartition des estimations des réserves ultimes

2. ESTIMATIONS DES RESERVES MONDIALES

RESERVES PROUVEES

Les réserves prouvées mondiales de pétrole sont estimées à 1653 Gb selon la dernière publication de BP en juin 2012. En comparaison, la publication de 2011 donnait une estimation à 1383 Gb, soit une augmentation de près de 20% en un an. Cette hausse importante concerne le Canada (+143,1 Gb), le Venezuela (+85,3 Gb), l’Irak (+28,1 Gb), l’Iran (+14,2 Gb) et la Russie (+10,8 Gb).

1 EIA, Long term world oil supply, consulté le 3 juillet 2012, URL:

ftp://www.eia.doe.gov/presentations/long_term_supply/sld009.htm 2 Voir 0

Figure 5: Vingt premières réserves prouvées mondiales (Données : BP,

2012)

Nous pouvons remarquer que, pour la première fois, l’Arabie Saoudite n’est plus en première position puisque l’OPEP a déclaré 297 Gb de réserves prouvées pour le Venezuela, dépassant les 265 Gb de brut saoudien (valeur presque inchangée depuis plus de 20 ans).

Selon les statistiques du Oil&gas Journal, les réserves n’ont progressé que de 3,6 % en une année et atteignent 1523 Gb au 1

er janvier 2012.

Figure 6: Evolution des réserves prouvées mondiales 1980 - 2012

(Données BP 2012) –

Les sources de BP sont les suivantes: sources primaires officielles,

secrétariat de l’OPEP, World Oil, Oil&Gas Journal, estimation

indépendante des réserves de la Russie et de la Chine basée sur les

informations disponibles dans le domaine public.

On retrouve sur la Figure 6 les trois hausses politiques3 des

estimations indiquant une croissance importante des réserves prouvées mondiales. Cette évolution n’est pas basée sur de nouvelles découvertes importantes de gisements:

1- 1985 : 287 à 300 Gb supplémentaires au Moyen Orient

3 L’adjectif «politique» pour qualifier des réserves a été proposé

par Jean Laherrère en 2006 lors de la convention de Groningen (Laherrère, 2006)


En 1985, suite à une baisse du cours du baril de pétrole, l’OPEP a décidé d’attribuer à ses pays membres des quotas de production, en fonction notamment de leurs réserves déclarées. Suite à cette décision, les réserves de l’OPEP ont augmenté sans pour autant qu’il y ait eu de découverte géologique majeure. Suite à cette forte hausse, les réserves des principaux pays de l’OPEP sont restées constantes dans le temps, malgré le rythme de production important.

Figure 7: Evolution des réserves prouvées pour cinq pays de l’OPEP

(Données : BP, 2012)

Sadad Al-Husseini, ancien vice-Président exécutif de l’exploration et du développement chez Saudi Aramco (compagnie pétrolière nationale d’Arabie Saoudite), a indiqué en 2007 que cette partie des réserves prouvées « devrait être reclassée en réserves spéculatives »

1. Ce type de surévaluation

est spécifique à l’OPEP et l’absence d’audit indépendant des réserves nationales ne permet pas de vérifier la réalité des annonces.

2- 1999 : 130 Gb supplémentaires en Amérique du Nord Intégration des sables bitumineux du Canada dans les réserves prouvées.

3- Période 2007-2012 : 200 Gb supplémentaires en Amérique du Sud Intégration du pétrole extra-lourd du bassin de l’Orénoque (Venezuela) dans les réserves prouvées.

FIABILITE DES CHIFFRES

De nombreux experts conviennent que les chiffres officiels sont faux sans pour autant maîtriser parfaitement le niveau d’écart entre les déclarations et la réalité. L’analyse rigoureuse est rendue très complexe par les différentes définitions utilisées et la confidentialité des données, ce qui permet de faire des publications erronées dans lesquelles seuls les experts sauront déceler les incohérences.

1 David Strahan, Oil has peaked, prices to soar – Sadad al-Huseini,

consulté le 17/04/2012, URL: http://www.davidstrahan.com/blog/?p=67

Caractéristiques du pétrole

Les organisations qui publient leurs estimations incluent généralement différents types d’hydrocarbures dans les réserves, y compris ceux dont l’exploitation passe par des techniques complexes et très coûteuses. Le fait de ne pas distinguer ces différentes catégories dans les réserves déclarées ne permet pas de se faire une idée précise quant aux potentiels de développement et de capacité de production.

Figure 8: Différents liquides intégrés dans les estimations pour chaque

organisation (McGlade, 2010)

Surévaluation des réserves

En 1985, l’OPEP a décidé d’attribuer à ses pays membres, des quotas de production en fonction des réserves déclarées. Suite à cette décision, les réserves de l’OPEP ont augmenté d’environ 300 Gb en cinq ans sans découverte géologique majeure. Nous y reviendrons plus précisément dans la suite de l’étude.

Illustration avec le jeu de dés (Richard Pike, 2006)

Si vous lancez un dé, la probabilité d’obtenir un résultat supérieur à 1 est de 83% (5 chances sur 6). En termes pétroliers, nous pourrions dire que P83 = 1.

Si vous lancez deux dés, la probabilité d’obtenir un résultat supérieur à 2 n’est pas de 83%, mais elle est de 97% (35 chances sur 36). En revanche, il y a une probabilité de 83% d’obtenir un résultat supérieur à 4 (30 chances sur 36).

Autrement dit, la valeur P83 des 2 dés lancés ensemble est supérieure à la somme des valeurs P83 de chacun des deux dés lancés séparément. « Voici un cas réel de 1+1=4, au lieu de 2 ! »

C’est donc la même chose pour les réserves pétrolières : la globalité des réserves mondiales P90 est en réalité supérieure à la somme des réserves P90 de chaque région.


Par ailleurs, certaines surévaluations des réserves peuvent être liées à des effets d’annonce. Pour les Etats, cela permet de négocier des conditions contractuelles plus favorables. Pour les compagnies privées, cela permet de mieux négocier leurs ventes d’actifs ou d’obtenir les prêts financiers dont elles ont besoin pour développer leur capacité de production ou approfondir les explorations (Mathieu, 2011, p. 10).

Sous évaluation des réserves

Les déclarations publiques de réserves concernent principalement - voire exclusivement pour les compagnies américaines (SEC, 2008)- les réserves prouvées. Or, il a été démontré que cet indicateur, dans le cadre de l’utilisation actuelle, ne reflète pas la réalité car l’expérience montre que les quantités produites sont presque toujours supérieures aux réserves prouvées.

De plus, les chiffres officiels agrègent des données régionales par de simples additions, alors qu’il s’agit d’une faute mathématique qui sous estime les valeurs réelles (voir illustration ci-après). Pour les réserves prouvées (1P), à chaque étape de l’agrégation (du puits au gisement, du gisement au pays etc.) il y a une sous-estimation des réserves réelles

1.

Le fait de sous-estimer les réserves au départ permet de montrer ensuite une croissance permanente de celles-ci (reserve growth) et de donner le sentiment qu’il n’y a aucun risque de plafonnement voire de déclin de la production. Les compagnies pétrolières n’indiquent que les quantités nécessaires à l’obtention d’un bon résultat financier, tout en minimisant les taxes, ce qui permet d’observer une croissance des réserves d’une année sur l’autre sans pour autant que celle-ci soit liée à de nouvelles découvertes (Cochet, 2005, p. 28). Cette manière de présenter les choses permet de rassurer des investisseurs ou décideurs mais masque, pour l’instant, la réalité de la finitude des ressources.

Nous avons vu dans le chapitre I.B.1 que l’estimation des réserves ultimes par l’USGS était probablement surestimée car elle contenait un volume appelé « reserve growth ». Selon Jean laherrère, l’USGS utilise, pour ses évaluations, le taux de croissance des réserves 1P américaines qu’elle applique à l’ensemble des découvertes 2P mondiales. Cet artifice de calcul aurait donc permis de publier des réserves ultimes bien supérieures aux estimations précédentes.

ANALYSE CRITIQUE

Plusieurs éléments entretiennent l’ambiguïté dans les données publiques. Nous pouvons les résumer ainsi :

- Manque de clarté dans la définition des réserves et des limites de rentabilité économique

1 A l’inverse, la somme des réserves 3P conduit

systématiquement à une surestimation d’une véritable

agrégation.

- Manque de cohérence entre les publications pour les types de liquides inclus dans les estimations, ce qui rend complexe toute comparaison

- Surestimation des réserves pour des raisons politiques ou stratégiques (quotas de l’OPEP, affaire Shell

2…)

- Sous estimation initiale des réserves prouvées par une mauvaise agrégation de réserves 1P

- Publication des réserves prouvées uniquement, ce qui ne permet pas une anticipation rigoureuse de l’évolution future des réserves

- Incertitudes liées aux difficultés techniques que représente l’inventaire des réserves

Au total, ce sont plus de 600 Gb sur 1653 Gb qui ont été intégrés progressivement dans les réserves prouvées de « crude oil » sans qu’il ne s’agisse de nouvelles découvertes. Cette évolution donne un signal positif (mais trompeur) à la sphère économique en laissant penser que, malgré la hausse de la consommation mondiale, la croissance des réserves, comme la croissance économique, pourrait être infinie. Par ailleurs, puisqu’il n’est possible de produire que ce qui a été découvert, donner le sentiment que la croissance des réserves est illimitée pourrait faire douter sur l’existence d’un pic de production

3.

Nous devons souligner que, depuis 1980, le monde consomme plus de pétrole qu’il n’en découvre. Les réserves restantes sont donc en déclin depuis cette période (Figure 9).

3. ESTIMATIONS ALTERNATIVES (DONNEES TECHNIQUES)

Pour les raisons évoquées précédemment, nous proposons dans cette étude un autre état des lieux que nous estimons être plus représentatif, après analyse de la littérature et des différentes publications. Cet état des lieux des réserves a été réalisé par Jean Laherrère et il est basé sur les éléments suivants :

- agrégation des réserves prouvées + probables (2P) et non pas des réserves prouvées (1P)

- Réévaluation des réserves rétro-datées (backdating), c'est-à-dire affectées à l’année de découverte des champs concernés

- pétrole extra lourd (0-10°API) et sables bitumineux traités séparément du « crude oil » pour des raisons géologiques

Le backdating des réserves est une méthode qui a été proposée dès 1998 dans l’ouvrage « The end of cheap oil » par Jean Laherrère et Colin Campbell (Campbell & Laherrère, 1998). La connaissance des gisements s’améliorant avec le temps, de nouvelles évaluations des réserves sont effectuées régulièrement. Le backdating consiste à affecter les nouveaux volumes à l’année de

2 La société Shell avait anticipé l’obtention de réserves dont les

négociations étaient en cours. Mais puisqu’elles n’ont pas abouti, l’entreprise a du déclasser 20% de ses réserves prouvées de pétrole et de gaz en janvier 2004, provoquant un véritable séisme (Mathieu, 2011). 3 Cette notion sera expliquée dans le chapitre « Production ».


découverte du gisement et non à l’année de réévaluation. Le principal intérêt de cette méthode est d’observer l’évolution réelle des nouvelles découvertes et qu’elles déclinent depuis plus de 40 ans.

Enfin, il est important de ne pas mélanger les différents types d’hydrocarbures. Malgré la faisabilité technique et la rentabilité économique actuelles de l’exploitation des sables bitumineux et du pétrole extra-lourd, ces hydrocarbures restent beaucoup plus coûteux et difficiles à extraire que le pétrole conventionnel. Leur développement ne pourra donc pas se faire dans les mêmes conditions et au même rythme.

Tableau 1: soustraction des pétroles non conventionnels aux chiffres

publiés par BP

Réserves prouvées

Total déclaré 1653 Gb

Dont sables bitumineux -130 Gb

Dont extra-lourd du Venezuela -200 Gb

Total pétrole conventionnel 1323 Gb

Lorsque l’on applique ces trois principes, l’évolution historique et actualisée des réserves probables donne la courbe verte sur le graphique ci-après et tracée par Jean Laherrère. Cette comparaison entre les réserves « politiques » et « techniques » permet de voir les éléments cités précédemment, c'est-à-dire la sous évaluation de départ liée à l’utilisation de réserves prouvées, l’ajout des réserves spéculatives des l’OPEP ainsi que l’intégration des pétroles lourds (courbe brune). L’élément principal à retenir étant que les réserves restantes, liées à de nouvelles découvertes, sont en déclin depuis les années 1980.

Figure 9: Réserves pétrolières mondiales restantes d’après les sources

politiques, financières et techniques (Source : Jean Laherrère)

D’après le graphique ci-dessus, les réserves restantes à la fin de 2009 étaient de 850 Gb pour le pétrole brut à

l’exclusion de l’extra lourd. Selon Yves Mathieu (Mathieu, 2011), les réserves courantes à la fin de 2009, hors sables bitumineux du Canada et pétrole extra-lourd du Canada, étaient estimées entre 950 et 1050 Gb.

Sachant qu’en matière de réserves la précision est de l’ordre de 20%

1, nous pouvons dire qu’il reste de l’ordre de

1000 Gb (réserves 2P). Les réserves de pétrole extra lourd sont estimées à 500 Gb et sont essentiellement situées au Canada et au Venezuela.

1 Degré de précision évoqué par J. Laherrère lors d’un échange.


II. PRODUCTION ET PIC PETROLIER

A. PROFIL DE PRODUCTION D’UN GISEMENT

Grace à l’expérience tirée de l’exploitation industrielle du pétrole, l’évolution de la production d’un gisement type est aujourd’hui bien connue.

Pour un petit gisement, l’objectif est de limiter les coûts en réduisant au maximum la période de production. Ainsi, la production augmente très rapidement, atteint un maximum, puis décline très rapidement (Bret-Rouzaut & Favennec, 2011, p. 105). La situation est identique pour les gisements offshores (en mer) dont la production est plus coûteuse.

Pour un grand gisement et notamment les gisements onshore (terrestre), la production sera plus étalée dans le temps. Elle augmente très rapidement au départ jusqu’à atteindre une capacité qui sera stabilisée pendant un certain nombre d’années en fonction de la taille du gisement. Le déclin est généralement plus lent que pour les petits gisements.

B. PROFILS DE LA PRODUCTION MONDIALE

1. LE RATIO RESERVES/PRODUCTION (R/P)

La manière la plus répandue et la plus simpliste pour évaluer la durée de vie des réserves consiste à diviser l’estimation des réserves restantes par le rythme de production annuelle (Réserve/Production). Ce calcul est donc basé sur deux seuls et uniques facteurs :

- l’estimation des réserves restantes, dont nous avons démontré qu’elle est sujette à caution.

- une production qui reste constante jusqu’à l’épuisement total des réserves puis qui s’annule ensuite, ce qui est physiquement impossible.

Le graphique suivant montre l’évolution future de la production selon ce mode de calcul. En réalité, il est impossible de répondre à une consommation constante qui durerait 52 ans et qui chuterait du jour au lendemain pour arriver à zéro.

Figure 10: Futur de la production mondiale de pétrole, ratio R/P 2012

(Données BP 2012)

« Cela fait 40 ans que l’on nous dit qu’il reste 40 ans de pétrole »

Cette phrase, couramment entendue dans les discussions sur le thème de l’énergie et du pétrole, montre à quel point l’utilisation de ce ratio a ancré dans l’imaginaire collectif l’espoir que la science pourrait toujours repousser l’échéance.

Pour la comprendre il suffit de retracer l’historique de ce ratio et diviser, pour chaque année, l’estimation des réserves publiées, par la production mondiale du moment et l’on obtient la courbe rouge (Figure 11). Le ratio R/P oscille entre 30 et 50 ans depuis les années 1950. L’évolution de ce même ratio, mais basé sur l’estimation alternative des réserves expliquée plus haut (courbe verte Figure 11) est complètement différente. Dans les années 1950, le R/P était plutôt de 100 à 120 ans et il diminue de manière quasiment constante depuis. Cette différence s’explique par la sous-estimation initiale des réserves et l’utilisation du backdating.

En ce qui concerne le pétrole, ce ratio ne devrait simplement plus être utilisé.

Figure 11: Evolution du ratio R/P 1900 - 2012

2. LE PIC DE HUBBERT

A la fin des années 1950, l’ingénieur Marion King Hubbert (1903-1989), géophysicien pour la compagnie Shell, fait le constat que l’évolution des découvertes de gisements suit une courbe en forme de cloche qui commence à zéro, atteint un maximum (ou pic) puis redescend jusqu’à zéro. Il pressent alors que la production d’une région ou d’un bassin pétrolier devrait suivre une évolution similaire. A l’aide d’une modélisation mathématique, dans laquelle il intègre les données de 48 états américains, il trace l’ensemble des productions des gisements et obtient une courbe en forme de cloche, dont le sommet est atteint lorsque la moitié des réserves est consommée. C’est ce sommet que l’on appelle « pic pétrolier ».

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1900191019201930194019501960197019801990200020102020

R/P

(cr

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H)

yea

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year

World: R/P for backdated 2P crude less XH & for current oil

backdated 2P crude-XH

current 1P oil

Jean Laherrere July 2012


Figure 12: Profil de la production des Etats-Unis entre 1850 et 2050 selon

le modèle de Hubbert (109 BBLS = 1 Gb)

Avec plus de dix années d’avance, il prévoit le déclin de la production pétrolière des Etats-Unis vers 1970 et l’histoire lui donnera raison. D’après Xavier Chavanne (Chavanne, 2006), ce modèle en forme de cloche est d’autant plus réaliste que la région concernée possède beaucoup de gisements de taille assez proche, découverts et exploités avec des interruptions dont les effets sont faibles, ce qui a été le cas des Etats-Unis. Mais ce qui a été valable aux Etats-Unis n’est pas forcément généralisable au niveau mondial ou à d’autres territoires.

3. NOTION DE « PEAK OIL »

En 1998, Colin Campbell et Jean Laherrère publient un papier largement remarqué dans le monde entier : « The End Of Cheap Oil ? » dont la conclusion exprime clairement la situation :

« Le monde n’est pas à cours de pétrole, du moins pas encore. Ce à quoi nos sociétés doivent faire face, c’est la fin du pétrole abondant et bon marché dont dépendent toutes les nations industrielles » (Campbell & Laherrère, 1998)

Cet article marquera le début d’une prise de conscience internationale au sujet de la notion de pic de production. Il sera suivi, en décembre 2000, de la création de l’association ASPO (Association for the Study of Peak Oil&gas) dont est issue le terme « Peak Oil

1 ».

4. CE QUI FAIT DEBAT

Comme nous l’avons expliqué précédemment, la théorie de Hubbert permet d’anticiper l’évolution du rythme de production pour une région ou un bassin. Elle est rigoureuse en théorie mais l’évolution réelle dépend de plusieurs facteurs fondamentaux qui font l’objet d’incertitudes et de débat.

ESTIMATION DES RESERVES ULTIMES

1 L’expression « peak oil » a été préférée à « oil peak » car le nom

« ASPO » était plus harmonieux que « ASOP » d’un point de vue phonétique.

Le pic pétrolier doit être théoriquement dépassé lorsque la moitié des réserves ont été extraites. Dans la réalité, ce cas est assez rare et il y a souvent plusieurs cycles de hausse et de baisse de la production. Dans tous les cas, la surface (ou aire mathématique) sous la courbe, qui représente les réserves ultime, ne peut pas être supérieure aux quantités réellement extractibles (URR ou Ultimate Recoverable Resources). C’est pourquoi, l’estimation initiale de ces réserves est très importante pour déterminer la période du pic de production. En fonction des quantités ultimes récupérables, il est possible de faire des scénarios pour le futur de la production mondiale. Les graphiques suivants montrent ceux qui ont été proposés par différentes organisations ainsi que leur évolution suivant la modélisation de Hubbert et en fonction des réserves ultimes. Ils ne tiennent pas compte des contraintes politiques, économiques et réglementaires, mais ils permettent d’observer quelle est la production maximale qu’il sera possible d’atteindre ainsi que le minimum ultime récupérable qui permettrait de voir se réaliser un tel scénario.

Les scénarios sont par ordre décroissant d’optimisme et les projections sont issues du portail internet The Shift Project.

Période de déclin 2035-2040

Production maxi 100 Mb/j

URR requis 4000 Gb mini

Période de déclin 2030-2040

Production max 95 Mb/j



Jean Laherrère propose plusieurs scénarios en fonction des réserves ultimes et tenant compte des différentes catégories d’hydrocarbures (NGPL, extra-lourd…). On observe que les perspectives d’évolution de la production peuvent varier fortement suivant les cas mais que le cas le plus optimiste, pour 4000 Gb de réserves ultimes, serait un premier déclin entre 2015 et 2020, suivi d’un plateau et d’un déclin définitif vers 2060.

Figure 13: Perspectives de production mondiale tous liquides pour

différentes valeurs de l'ultime et sans contrainte économique ou

politique

Ultimes Période de déclin

2700 Gb 2010-2015

3000 Gb 2015-2020

4000 Gb 2015-2020 puis plateau 2040-2060

FACTEURS ECONOMIQUES

Le pétrole étant un élément essentiel au fonctionnement de l’économie, notamment pour les transports qui en dépendent à 95%, il y a une interdépendance majeure entre le prix et la disponibilité du pétrole, d’une part, et la croissance de l’économie d’autre part. Généralement, une économie en récession consomme moins de pétrole, ce qui fait baisser les cours mais diminue les investissements dans l’exploration et la production. A l’inverse, une économie en croissance augmente sa consommation de pétrole, ce qui fait monter les prix mais favorise les investissements. Il est donc fondamental de comprendre ces interactions pour anticiper au mieux l’évolution de la production future. Nous aborderons plus tard l’impact du facteur économique.

Durant le siècle dernier, la croissance de l’économie mondiale était alimentée sans être réellement confrontée à des limites physiques et l’ensemble des producteurs de pétrole parvenait à conserver un équilibre entre l’offre et la demande. La production évoluait suivant le cycle représenté ci-après.

Anticipant l’impact de cette contrainte, Jean Laherrère introduit la notion de « bumpy plateau » ou plateau ondulant en 2001

1. Cette nouvelle vision vient enrichir la

théorie de Hubbert en introduisant les contraintes de la demande et des investissements dans les prévisions de production.

Figure 14: Futur de la production mondial en fonction des contraintes

économiques, faisant apparaitre le plateau ondulant ou bumpy plateau

(Source : J. Laherrère et JL. Wingert)

FACTEURS GEOPOLITIQUES

L’impact des événements géopolitiques (généralement imprévisibles), est également majeur et non pris en compte dans les travaux de Hubbert. Comme le montre la figure 15, chacun peut changer la forme de la courbe de la production future pour tenir compte des contraintes économiques et géopolitiques. En revanche, la surface sous la courbe doit toujours correspondre aux réserves ultimes.

1 http://www.oilcrisis.com/laherrere/groningen.pdf

Période de déclin 2008 et 2025

Production maxi 82 Mb/j



Cette limite du modèle explique d’ailleurs le décalage temporel entre les premières estimations du peak oil effectuées avant les chocs pétroliers de 1973 et 1979 et la situation actuelle. Hubbert avait estimé que le pic de production mondial interviendrait entre 1995 et 2000

1,

mais il ne pouvait pas prévoir ces chocs dont l’origine était politique et qui ont considérablement ralenti la hausse de la production pétrolière (Figure 1Figure 15) et modifié son évolution. De fait, le déclin de la production mondiale s’en est trouvé repoussé de quelques années. Nous reparlerons plus en détail de ces enjeux dans la suite de l’étude.

Figure 15: impact des facteurs géopolitiques sur la courbe de production

C. HISTORIQUE DE PRODUCTION MONDIALE

La production de pétrole a connu une montée en puissance extraordinaire à partir de la première guerre mondiale. Celle-ci a commencé avec des chevaux et des navires fonctionnant au charbon puis s’est terminée avec des camions, avions et navires fonctionnant au fioul. Depuis cette révolution, la production et la consommation mondiale ont suivi une tendance exponentielle jusqu’aux deux chocs pétroliers qui en ont profondément modifié l’évolution.

Le pétrole, comme l’ensemble des biens et services dans une économie de marché, est soumis à la loi de l’offre et de la demande. Jusqu’à ces dernières années, l’OPEP et notamment l’Arabie Saoudite étaient en mesure de faire évoluer l’offre rapidement pour réguler le prix sur les marchés, mais depuis 2005, la situation est différente. En 2010, seuls 33 pays dans le monde disposaient de surplus de production par rapport à leur consommation (Mathieu, 2011) et malgré la hausse importante des prix, les producteurs n’ont semble-t-il pas réussi à augmenter suffisamment la production pour répondre à une demande mondiale croissante. Nous allons donc étudier les raisons de ce changement.

1 http://www.energybulletin.net/primer.php

Figure 16: Production mondiale de pétrole 1900-2011

La production mondiale d’hydrocarbures liquides varie selon les sources. Pour mars 2012, la production tous liquides était la suivante :

EIA = 88,64 Mb/j IEA = 90,7 Mb/j

OPEP = 89,51 Mb/j Le pétrole brut et les condensats constituent plus de 85% de la production mondiale de carburants liquides. On recense aujourd’hui 47 500 gisements(Robelius, 2007) dans le monde dont 35 000 aux Etats Unis. L’IEA parle de 70 000 gisements au total et dans une publication récente, Adam Sieminski, administrateur de l’EIA, dénombre 65 000 gisements, juste pour le territoire américain

2. Les 120

gisements dont la production unitaire excède 100 000 b/j représentent environ 50% de la production. Hors pétrole brut et condensats, le reste de la production de carburants liquides est composé du NGPL (10%), des gains de raffinage

3 (2,5%) et de tous les autres liquides tels que les

biocarburants ou le CTL (2,5%).

Selon l’Agence Internationale de l’Energie (IEA, 2011), un maximum aurait été atteint en 2008 pour la production de pétrole dit « conventionnel » à 70,4 Mb/j, ce qui implique un déclin global déjà amorcé et une compensation rendue possible par l’augmentation de la production des hydrocarbures liquides dit « non-conventionnels ». Ce constat n’est pas partagé par l’EIA (Energy Information and Administration) qui indique que la production de « crude

2 Adam Sieminski, statement before the subcommitee on energy

and power commitee on energy and commerce, EIA, consulté le 16/08/2012, URL : http://www.eia.gov/pressroom/testimonies/sieminski_08022012.pdf 3 La conversion de molécules lourdes en molécules légères

augmente le volume pour une masse constante. Le volume d’hydrocarbures qui sort des raffineries est donc supérieur au volume qui entre.

Guerre

du Kipour

Révolution Iranienne

+ Guerre

Iran-Irak

Guerre

du

Golfe


oil » (incluant les condensats1) de 2008 a été dépassée en

2010 puis en 2011, passant de 73,6 à 74, 1 Mb/j.

Nous devons souligner que les chiffres de la production de « crude oil » peuvent présenter un écart de 2 Mb/j entre les chiffres de l’AIE et ceux de l’EIA. L’AIE inclut systématiquement tous les condensats avec la production du brut, alors que l’AIE n’intègre que la part qui est vendue avec le pétrole brut. Cette différence génère, là encore, des anomalies et une harmonisation serait souhaitable.

D. PERSPECTIVES

1. PETROLE CONVENTIONNEL

DECLIN DES GISEMENTS PRODUCTIFS

Le premier paramètre à considérer pour prévoir au mieux le futur de la production globale, c’est le déclin des gisements en cours d’exploitation et son évolution. Autrement dit, c’est le rythme auquel la production d’un gisement diminue après dépassement de son pic ou de son plateau. Le taux de déclin est exprimé en pourcentage. Toutes les découvertes, tous les développements ou progrès technologiques futurs devront réussir à compenser le déclin pour permettre une stabilisation, voire une augmentation de la capacité de production mondiale. Une bonne estimation de ce taux est donc précieuse. Pour cela, nous avons maintenant des données et analyses nombreuses qui ont permis de tirer certaines conclusions.

A partir de sa base de données confidentielle, l’IEA a pu analyser un éventail de 580 gisements pétroliers en déclin qui fournissent 58% de la production globale actuelle. Ils ont été classés dans les catégories « super-giants » (>5Gb), « giants

2 » (>1,5Gb) et « large ». Les résultats sont

présentés en fonction de la phase de déclin dans le tableau suivant.

Tableau 2 : taux de déclin observés sur les 580 gisements en déclin les

plus importants (IEA, 2008)

Phases de déclin

Phase 1 Phase 2 Phase 3 Total

Super-giants

0,8% 3% 4,9% 3,4%

Giants 3% 3,7% 7,6% 6,5%

1 Les condensats sont un pétrole léger, stocké à l’état gazeux dans

le gisement mais qui se condense au moment de la détente, en tête de puits. 2 Selon la définition, 512 gisements sont considérés comme géants

car la quantité récupérable ultime est supérieure à 0,5 Gb (Robelius, 2007). Selon les sources, d’autres définitions ont été évoquées comme les gisements supérieurs à 1 Gb (Simmons, 2006) ou 1,5 Gb (AIE), ou encore les gisements dont la production excède 100.000 b/j et il y en aurait 120 (Simmons, 2006).

Large 5,5% 7,2% 11,8% 10,4%

World 1,4% 3,6% 6,7% 5,1% Phase 1 = Plateau qui suit le pic de production Phase 2 = De la fin du plateau à 50% du maximum atteint par la production Phase 3 = De 50 % du maximum atteint par la production à la dernière année de production Plusieurs éléments sont remarquables à la lecture de ces résultats. Tout d’abord, plus le gisement est important, plus le taux de déclin est faible. La contribution actuelle des gisements géants et super-géants à la production globale de pétrole conventionnel est d’environ 60% (Robelius, 2007, p. 86) dont 25% par les 20 plus grands gisements pétroliers. Force est de constater que la plupart de ces champs a plus de 50 ans et leur pic a déjà été atteint (IEA, 2008). Par ailleurs, la taille moyenne des gisements découverts était supérieure à 400Mb dans les années 1950 et elle est inférieure à 50 Mb aujourd’hui. Autrement dit, puisque nous exploitons les plus gros gisements actuellement et que leur production est progressivement remplacée par celle de gisements de plus en plus petits, le taux de déclin ne pourra que s’accroitre à l’avenir.

Ensuite, pour un même gisement, le taux de déclin augmente avec le temps ce qui va, là encore, accélérer le déclin de la production globale à l’avenir.

Par ailleurs, et ce n’est pas visible dans ce tableau, l’augmentation du taux de récupération d’un gisement grâce à la technologie permet effectivement de maintenir la production à un niveau élevé plus longtemps, mais accélère le déclin une fois celui-ci engagé.

Enfin, à cause des coûts d’exploitation plus élevés, la production offshore s’effectue à un rythme plus soutenu et implique un déclin deux fois plus prononcé que les gisements onshore.

Figure 17: taux de déclin pour les gisements onshore et offshore (Höök,

Hirsch, & Aleklett, 2009)

Il y a donc quatre facteurs d’accélération future du déclin de la production :

- La taille des gisements découverts diminue et les petits gisements déclinent plus vite

- Les champs offshores constituent l’essentiel des nouvelles découvertes et leur taux de déclin est deux fois plus important que les gisements onshore.


- Le taux de déclin pour un champ donné augmente avec le temps

- L’utilisation de la technologie pour augmenter le taux de récupération abouti à une accélération du déclin.

D’après les différentes études de référence (IEA, CERA, Höök et al.), le taux de déclin annuel moyen de la production, tous gisements confondus, devrait se situer entre 5,5% et 6,7%

1 (Höök, Hirsch, & Aleklett, 2009). Ces

chiffres donnent une indication mais selon d’autres auteurs

2, il n’est pas possible de donner un taux de déclin

moyen mondial et l’observation montre une situation souvent plus défavorable. Même incertaine, l’observation de ce déclin futur permet de donner un ordre de grandeur de la quantité de pétrole qu’il va falloir mettre en production par ailleurs pour stabiliser ou augmenter la production globale.

C’est pourquoi, dans le cadre de cette étude, nous avons différencié le déclin du pétrole offshore/onshore et nous avons considéré que le déclin allait évoluer dans le temps. Ainsi, nous avons posé les hypothèses suivantes pour l’évolution de ces déclins entre 2010 et 2020 :

Pétrole onshore : 2 à 7% (favorable) et 3 à 8% (défavorable) Pétrole offshore : 5 à 10% (favorable) et 8 à 11,5% (défavorable)

POTENTIEL DE DECOUVERTES ET DE DEVELOPPEMENT

Pour conserver une production de pétrole conventionnel stable, l’IEA prévoit une compensation de ce déclin par de nouvelles découvertes et le développement de champs encore inexploités. L’étude publiée en juin 2012 par la Harvard Kennedy School et réalisée par Leonardo Maugeri (Maugeri, 2012) donne des indications sur ces différents potentiels

3.

Selon l’auteur, le potentiel de production additionnelle de pétrole conventionnel (incluant les liquides de gaz naturel) pourrait atteindre 14,2 Mb/j en 2020

4. Ces chiffres sont

largement au dessus des tendances actuelles et des chiffres annoncés par les organisations officielles. Pour l’Irak, par exemple, Maugeri envisage une augmentation nette de 5,1 Mb/j alors que toutes les autres études situent l’augmentation de production entre 2 et 4 Mb/j

5 et que

l’augmentation moyenne actuelle est de 0,25 Mb/j par an.

2 Echange avec J.Laherrère le 14/08/2012.

3 Les conclusions très optimistes de cette étude ont été critiquées

par différents experts car elles sont basées sur des hypothèses jugées non réalistes, notamment sur le déclin futur des gisements productifs. 4 Nous traitons séparément les carburants synthétiques, l’extra-

lourd (Canada et Venezuela), le Tight/shale oil (Etats-Unis) et l’off-shore profond et ultra profond (Brésil, Nigéria) qui nécessitent des investissements beaucoup plus importants et dont les coûts d’exploitation sont supérieurs. 5 Ali Khajavi, A realistic outlook for Iraq’s oil production in 2030,

MEES, consulté le 04/10/2012, URL: http://www.mees.com/en/articles/1874-a-realistic-outlok-for-iraqs-oil-production-in-2030

Autre exemple avec la Russie pour laquelle Maugeri suggère une hausse nette de 0,8 Mb/j alors que le Ministre Russe de l’économie annonce qu’ils ne seront pas capables de maintenir la production au niveau actuelle à cause du manque de financements. Enfin, ces augmentations nettes tiennent compte d’un taux de déclin très inférieur aux taux constatés et anticipés dans le monde.

Par conséquent, nous faisons le choix d’appliquer un coefficient de réduction de 15% à 30% (hypothèses haute et basse) sur l’ensemble des projections de découvertes et développement citées dans cette étude. Ceci nous conduit à une progression comprise entre 10 et 12 Mb/j en 2020.

Il reste donc à développer les hydrocarbures dont les conditions d’extraction sont plus complexes, coûteuses et dont l’ERoEI est de plus en plus défavorable et aux carburants synthétiques. La suite de ce chapitre analyse les potentiels pour chacune de ces ressources prometteuses.

2. AUTRES HYDROCARBURES

Les prix élevés que nous connaissons actuellement et le développement important des hydrocarbures non conventionnels sont au cœur d’une euphorie médiatique, dont les gros titres n’hésitent pas à parler de «révolution» ou de « nouvel ordre du pétrole », s’appuyant notamment sur la situation des Etats-Unis qui développe le shale oil, du Canada avec les sables bitumineux ou encore du Venezuela et de ses énormes réserves de pétrole extra-lourd. Mais toutes ces filières, bien que présentant des caractéristiques bien particulières telles qu’un ERoEI en baisse, un fort impact environnemental et des coûts d’exploitation élevés, seront les seules alternatives réelles à la déplétion des gisements conventionnels.

EAUX PROFONDES ET ULTRA PROFONDES

Les progrès technologiques récents permettent aujourd’hui d’accéder, tant pour l’exploration que pour la production, à des zones maritimes de plus en plus profondes. Nous avons choisi de séparer ce potentiel de celui du pétrole conventionnel car le seuil de prix du baril pour la rentabilité d’un projet en eau profonde est comparable à celui des sables bitumineux (IEA, 2010, p. 4), même si la production est plus rapide et le temps de retour sur investissement est plus court. Le potentiel de développement est très important, mais il représente des défis considérables à relever, tant au niveau technique que logistique et financier

6.

Les principaux pays producteurs sont les Etats-Unis (Golfe du Mexique), le Brésil, l’Angola, le Nigéria, la Norvège, l’Azerbaïdjan et l’Egypte.

6 Pour développer ses réserves, la compagnie nationale brésilienne

Petrobras a annoncé, en juin 2012, un plan d’investissement de 236,5 Md$ sur 5 ans, soit 130 Millions de dollars par jour pendant ces 5 années.


Figure 18: Découvertes cumulées en eaux profondes par continent

(Source : J. Laherrère)

Au niveau mondial, ce sont les découvertes en eaux profondes qui constituent désormais la plupart des découvertes de gisements pétroliers. Les réserves cumulées pour les profondeurs d’eau supérieures à 200 mètres sont évaluées à 140 Gb

1, avec une forte augmentation depuis les

années 2000 liée aux gisements « subsalt » du Brésil.

Concernant les perspectives de production, Maugeri évalue la mise en production de 4,9 Mb/j entre 2012 et 2020, dont environ la moitié au Brésil, 20% en Angola, 16% au Nigéria et 14% aux Etats Unis. Sur la même période, la compagnie ExxonMobil, moins optimiste, envisage une progression globale de 3 Mb/j.

Figure 19: Projections ExxonMobil pour le offshore profond en 2030

(Onderdonk, 2011)

PETROLE DE L’ARCTIQUE

L’Arctique est souvent évoqué comme un réservoir formidable qui permettra de fournir du pétrole pendant de nombreuses années. Avec le recul de la banquise, cette

1 Jean Laherrère, Updating world deepwater oil & gas discovery,

page consultée le 10/08/2012, URL : http://www.theoildrum.com/node/9169

zone représente en effet un potentiel de développement pour la production d’hydrocarbures. La principale ressource présente est le gaz, mais son transport sur de longues distances est beaucoup plus coûteux que celui du pétrole. Plus de 280 gisements ont été découvert depuis que l’exploration a commencé dans les années 1940 sur la partie terrestre de cette région et 90% ont été mis en exploitation (Mathieu, 2011). Les estimations de réserves à découvrir vont de 10 Gb

2 (Campbell et Laherrère) à 90 Gb

(USGS, 2008). Yves Mathieu évoque 20 Gb pour les réserves prouvées et 62 Gb pour les réserves probables (Mathieu, 2011).

Une étude Norvégienne a été réalisée en 2011 estimant le rôle de cette région dans l’avenir de la production pétrolière(Lindholt & Glomsrod, 2011). Les auteurs précisent bien que leurs projections sont effectuées dans l’hypothèse où il n’y aurait aucune contrainte politique ou environnementale, ce qui est très peu probable. L’autre hypothèse est un prix du baril qui augmente progressivement jusqu’à 115 $/b en 2030 puis reste stable à ce niveau ensuite. Dans ces conditions favorables, la production augmenterait d’abord en Alaska à partir de 2015. La production du Canada commencerait en 2017 mais atteindrait rapidement un pic en 2025. Enfin, la Russie et le Groenland ne devraient pas voir leur production augmenter dans cette zone avant 2030.

Figure 20: Perspectives de production dans la zone Arctique (Lindholt &

Glomsrod, 2011)

Dans ce scénario de référence, la zone Arctique ne devrait apporter aucune production supplémentaire avant 2020 et seulement 1,5 Mb/j de plus en 2030.

Malgré l’existence probable de grandes quantités de pétrole et de gaz dans cette zone, l’exploration et la production sont loin d’être simples et sont surtout très coûteuses. Plusieurs éléments permettent d’expliquer le coût important(Budzik, 2009) :

- Besoin d’équipements spécialement conçus pour résister aux hivers extrêmement rigoureux

- Les caractéristiques défavorables du sol de l’Arctique peuvent nécessiter des aménagements spécifiques pour éviter l’affaissement des structures

2 J. Laherrère, Arctic oil and gas ultimates, The Oildrum, consulté le

31/07/2012, URL: http://europe.theoildrum.com/node/3666

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y G

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year

deepwater (>200 m) oil: cumulative discovery per continent

LatAm

NAm

Africa

Europe

CIS

Asia

Jean Laherrere Ap. 2012

Azeri-Chirag-Guneshli

Gullfalks, Troll, Snore


- Les zones marécageuses de la toundra peuvent empêcher toute opération pendant les périodes les plus chaudes

- En zone offshore, la glace peut endommager les infrastructures et empêcher le débarquement du personnel, du matériel ou la livraison du pétrole pendant de longues périodes

- La sécurisation des approvisionnements impose une large redondance des équipements

- Les accès limités et les longues distances réduisent le nombre d’options possibles pour le transport des hydrocarbures, ce qui en augmente les coûts

- Des salaires et indemnités supérieurs doivent être proposés aux salariés pour les inciter à accepter de travailler dans ces conditions extrêmes

Le pétrole de l’Arctique devrait donc rester marginal dans la production pétrolière mondiale et ne permettra pas de répondre à l’urgence du déclin des gisements en cours d’exploitation.

EXTRA-LOURD

Sables bitumineux du Canada

Le Canada est le seul exploitant significatif de sables bitumineux dans le monde. La Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP) a publié en juin 2012 ses perspectives pour l’évolution de la production pétrolière canadienne. En 2011, la capacité de production totale du Canada était de 3,02 Mb/j dont 1,6 Mb/j issus des sables bitumineux. Selon les projections de l’organisation CAPP, la production devrait quasiment tripler d’ici 2020 pour atteindre 4,5 Mb/j.

Contrairement au pétrole du Moyen-Orient, la stabilité politique du Canada et la transparence des données offrent des perspectives plus sûres pour les pays importateurs. Mais ce développement très lent profite essentiellement aux Etats Unis, puisqu’en 2011 ils importaient à eux seuls 2,2 Mb/j soit 73% de la production canadienne. Cette proportion devrait encore augmenter pour atteindre 79% en 2020.

Figure 21: perspectives de production pour le pétrole conventionnel et les

sables bitumineux du Canada

Venezuela

Comme le Canada, le Venezuela est sous le feu des projecteurs suite à la publication des chiffres de l’OPEP indiquant que ce pays possédait les premières réserves prouvées de pétrole du monde, dépassant pour la première fois l’Arabie Saoudite. La production, assez proche de celle du Canada, est actuellement comprise entre 2,47 Mb/j (EIA) et 3 Mb/j(IPD Latin America, 2012), dont moins de 1 Mb/j sont des pétroles extra-lourds issus de la « Ceinture de l’Orénoque ». Selon le cabinet de consultant « ipd latin america », cette production pourrait être quadruplée entre 2012 et 2021 pour atteindre près de 4 Mb/j.

Figure 22: Perspectives de production du Venezuela, entre 2011 et 2021

(IPD Latin America, 2012).

Ces perspectives semblent cependant très optimistes lorsqu’on les compare à celles de l’IEA et de l’EIA, comme le montre le graphique ci après de Jean Laherrère. Les deux organisations évoquent une production de pétroles lourds comprise entre 1 et 1,5 Mb/j en 2020.

Figure 23: Perspectives de production pour le pétrole extra-lourd de

l’Orénoque au Venezuela (Source : J. Laherrère)


TIGHT OIL

Les Etats-Unis sont en train de vivre une sorte de renaissance pétrolière avec une inversion de la courbe de production nationale, en baisse depuis les années 1970. L’exploitation du tight oil aux USA subit un essor important depuis 2008 avec une production qui est passée de 150 000 barils/jour à 900 000 b/j en quatre ans. Une telle progression n’avait pas été anticipée et les publications se succèdent pour évoquer un renouveau pour la production pétrolière américaine et même mondiale.

Toute la question est de savoir si cette évolution est soutenable ou s’il s’agit d’une bulle temporaire qui va bientôt éclater ou se dégonfler.

Selon le dernier scénario de l’EIA, la production pourrait être comprise entre 0,8 et 2,2 Mb/j en 2020, c'est-à-dire une progression comprise entre 0 et 1,1 Mb/j.

Figure 24: Scenarios de production du Tight Oil aux Etats-Unis en 2035

(Source : EIA 2012)

3. CARBURANTS SYNTHETIQUES

Les carburants synthétiques représentent un défi technologique important faisant l’objet d’une course à l’innovation et à de nombreuses tentatives de mise en production. L’objectif est de parvenir à utiliser une matière première autre que le pétrole afin d’obtenir un carburant équivalent à l’essence, au diesel et au kérosène et ainsi pouvoir continuer à utiliser les véhicules et infrastructures existantes.

La production mondiale de carburants synthétique en 2012 est estimée à 2,8 Mb/j. Seule la production de biocarburants de première génération ne sollicite pas d’investissements majeurs, c’est pourquoi elle représente les trois quarts des carburants synthétiques.

D’ici 2020, la production globale de l’ensemble de ces carburants pourrait être multipliée par deux dans le meilleur des cas et atteindre 5 à 6 Mb/j.

BIOCARBURANTS

Encore actuellement, les biocarburants de première génération représentent la quasi-totalité de la production. Il s’agit d’éthanol produit à partir de canne à sucre, de maïs ou de betterave et de biodiesel produit à partir d’huiles végétales. Malgré le développement de certaines technologies comme l’éthanol cellulosique, qui permet de produire de l’éthanol à partir de la décomposition de la cellulose, ou de la culture de micro-algues pour le biodiesel, les proportions ne devraient pas beaucoup évoluer d’ici 2020.

La production globale de biocarburant pourrait augmenter de 0,7 à 2,7 Mb/j suivant les estimations.

http://www.marketresearchmedia.com/?p=630

http://www.oecd.org/site/oecd-faoagriculturaloutlook/48178823.pdf

COAL TO LIQUID (CTL)

Le CTL est un procédé qui consiste à transformer du charbon en carburant liquide grâce au procédé Fisher Tropsch développé par des chercheurs Allemands. La première utilisation significative du CTL date de la seconde guerre mondiale, lorsque les Allemands qui étaient assez dépourvus en pétrole, ont mis en place des usines de liquéfaction du charbon avec l’aide de l’industrie pétrolière américaine (Laurent, 2006) pour produire leur carburant. Ainsi, en 1944, la production atteint 124 000 b/j ce qui représente 90% des besoins de l’aviation et 50% de la consommation totale du pays.

A partir des années 1960, l’Afrique du Sud a été soumise à un embargo pétrolier par la communauté internationale en signe d’opposition à l’Apartheid. Le régime en place disposant de réserves massives de charbon, la compagnie nationale Sasol a pu utiliser une technologie fournie par l’industrie américaine (Fluor Corporation) et adaptée du même procédé Fisher-Tropsh pour produire son propre carburant (Crawford & Klotz, 1999). Au milieu des années 1980, la production atteint 100 000 b/j.

Actuellement, la production mondiale de CTL représente 210 kb/j au niveau mondial, dont 180 kb/j en Afrique du Sud, 20 kb/j en Chine et 10 kb/j pour l’ensemble des autres productions. La fabrication de ce type de carburant n’est envisageable que dans les principaux pays producteurs de charbon et pose des contraintes importantes comme la consommation d’eau (deux barils d’eau consommés pour un baril de carburant produit

1), la hausse des coûts de

développement ou la hausse envisagée des prix du charbon. La Chine, pourtant grand pays charbonnier et gros consommateur de carburants liquides, semble prendre du recul par rapport à cette technologie et aurait annulé des projets.

1 Sonja Nowakowski, Coal to liquids water usage, ETIC meeting

2007, consulté le 04/09/2012, URL: http://leg.mt.gov/content/committees/interim/2007_2008/energy_telecom/assigned_studies/coal2liquidpage/Coal2liquidone.pdf

http://www.marketresearchmedia.com/?p=630


Pour le futur de la production mondiale, l’EIA envisage une augmentation d’environ 0,3 Mb/j

1 pour atteindre 0,5 Mb/j

en 2020.

GAS TO LIQUID (GTL)

Comme pour le CTL, la production du « Gas to Liquid » est réalisée à partir du procédé Fisher-Tropsh mais le développement a été beaucoup plus tardif. Actuellement, la production mondiale est d’environ 265 kb/j, dont 175 kb/j au Qatar, 42 kb/j en Afrique du Sud, 34 kb/j au Nigeria et 15 kb/j en Malaisie. De nombreux projets ont été annulés ou reportés, notamment pour des problèmes de rentabilité. L’usine Pearl GTL du Qatar devrait produire à elle seule 140 000 b/j mais elle aura coûté entre 18 et 24 Milliards de dollars. Ce projet colossal est quand même rentable grâce à la gratuité de l’approvisionnement en gaz naturel contractualisée avec la société Shell

2.

Plus récemment, le fort développement du shale gas et la baisse des cours du gaz naturel aux Etats-Unis génèrent un intérêt nouveau pour cette technologie. Avec un prix du baril supérieur à 120 US$ de 2012, un projet de GTL peut-être rentable pour un prix du gaz inférieur à 5 US$/MMbtu

3, ce qui est le cas depuis près de trois

ans(Hobbs Jr. & Adair, 2012). En revanche, le recul sur l’exploitation du shale gas est encore insuffisant pour savoir si elle peut être soutenable sur du long terme et permettre le maintien d’un prix bas.

L’évolution de la production mondiale de GTL reste incertaine mais ne devrait pas dépasser 0,3 Mb/j en 2020, même avec l’installation d’une usine aux Etats-Unis. L’augmentation sera donc marginale au regard de la demande mondiale. Robert Hirsch et son équipe ont évalué que, dans le cas extrême d’un « crash program », une dizaine d’usines équivalentes à « the Pearl » (Qatar) pourraient être construites dans le monde dans un délai de dix ans

4.

4. BILAN DES PERSPECTIVES

Après avoir analysé les perspectives de déclin, de production pétrolière et de carburants synthétiques, nous pouvons dresser un bilan pour le futur de la production « tous liquides » à l’horizon 2020. Tenant compte de toutes les hypothèses les plus favorables, la production pourrait

1 EIA, International energy outlook 2011, consulté le 04/09/2012,

URL: http://www.eia.gov/forecasts/ieo/table3.cfm 2 News Wires, Shell waits on Pearl’s first flows, Upstream, consulté

le 04/09/2012, URL: http://www.upstreamonline.com/live/article204485.ece 3 1 MMBtu = un million de BTU ou British Thermal Unit

4 Matthieu Auzanneau, Le gaz naturel est-il l’avenir du pétrole ?

Bof…, consulté le 26/09/2012, URL : http://petrole.blog.lemonde.fr/2010/12/10/le-gaz-naturel-est-il-lavenir-du-petrole-bof/

alors atteindre 91 Mb/j, mais la probabilité d’une telle configuration est très faible. A l’inverse, la projection la plus basse voit une baisse importante de la production globale jusqu’à 76 Mb/j en 2020.

Figure 25: Projections 2020 - production mondiale tous liquides

Nous pensons que la réalité se situera plutôt entre ces deux scénarios et que la production suivra une tendance proche de la projection moyenne, telle que détaillée ci-après. On constate un déclin progressif de la production à partir de 2014-2015.

Figure 26: Projection 2020: production mondiale tous liquides (projection

moyenne)

5. LES SCENARIOS

La période actuelle est particulièrement paradoxale quant aux scénarios de production pour les décennies à venir. D’une part, certains experts alertent, informent de l’urgence et de la nécessité de se préparer à un changement de modèle de société et d’autre part, d’autres experts ou organisations font des annonces, publient des articles, rapports ou ouvrages pour dire que le peak oil n’existe plus et qu’il n’y a jamais eu autant de pétrole disponible et que tout va pouvoir continuer ainsi pendant très longtemps. Nous parlerons ici d’optimisme et de


pessimisme, non pas dans l’absolu mais uniquement en ce qui concerne l’avenir de la production pétrolière.

LES OPTIMISTES

L’étude optimiste la plus récente, servant de base argumentaire aux tenants du « business as usual », est celle de Léonardo Maugeri (Maugeri, 2012) qui évoque une « recrudescence sans précédent de capacités de production » qui permettrait de dépasser 110 Mb/j en 2020. Mitt Romney, candidat républicain à l’élection présidentielle aux Etats-Unis, s’appuie d’ailleurs sur les arguments de cette étude dans sa stratégie énergétique

1.

Pourtant, ce rapport semble largement faussé, notamment par l’utilisation d’un taux de déclin injustifiable de 1,4% pour les gisements exploités actuellement (ce taux n’est d’ailleurs pas justifié dans l’étude). Des analyses critiques détaillées ont été publiées depuis par plusieurs experts (J.Laherrère, S.Sorrel, A.Berman, O.Rech…), démontrant que les résultats de cette étude ne peuvent correspondre à la réalité. De plus, une interview éloquente de l’auteur par David Strahan

2 met en évidence certaines failles de

l’argumentation.

D’autres auteurs ou organisations affirment que le pic pétrolier n’est plus une notion pertinente. L’Union Pétrolière Suisse, Paul Michael Wibhey (président de GWEST), Pierre Gadonneix (World Energy Council) et bien d’autres encore. Les institutions de références sont également optimistes, même si elles le sont de moins en moins. L’AIE, par exemple, qui publie chaque année le World Energy Outlook, ne cesse de revoir à la baisse ses prévisions pour l’avenir de la production pétrolière. Ces prévisions sont essentiellement basées sur la demande des pays consommateurs dans un contexte de croissance économique.

1 Matthieu Auzanneau, Mitt Romney et l’effarante fuite en avant

de Big Oil », consulté le 20/09/2012, URL : http://petrole.blog.lemonde.fr/2012/09/18/mitt-romney-et-leffarante-fuite-en-avant-de-big-oil/ 2 David Strahan, Monbiot peak oil u-turn based on duff maths,

consulté le 20/09/2012, URL: http://www.davidstrahan.com/blog/?p=1576

Figure 27: Evolution des prévisions de production de pétrole de l’AIE

depuis 2001 (Source : IMF)

Pour les autres institutions de référence telles que l’EIA et l’OPEP, les perspectives sont également très optimistes avec une production qui pourrait dépasser les 98 Mb/j en 2020 et 110 Mb/j en 2035. Les compagnies pétrolières se veulent également rassurantes, comme Exxon Mobil qui prévoit 110 Mb/j en 2040 ou Total qui prévoit la mise en production de 45 Mb/j supplémentaire d’ici 2025-2030

3,

sans pour autant dire où et comment ce sera possible. Toutes ces organisations ont intérêt à être rassurantes car les besoins d’investissements sont considérables et les investisseurs ont besoin d’être en confiance. C’est pourquoi, aucune de ces prévisions n’envisage la moindre baisse, ni même la moindre stabilisation de la production mondiale dans les 25 à 30 prochaines années. En apparence, il n’est donc pas question de « peak oil ».

LES PESSIMISTES

Bien d’autres experts expriment un point de vue très différent. Ils sont également nombreux mais généralement indépendants. Il s’agit souvent d’anciens experts et

3 Matthieu Auzanneau, Pic pétrolier : deux vice-présidents de Total

répondent à oil man, consulté le 20/09/2012, URL : http://petrole.blog.lemonde.fr/2012/08/21/pic-petrolier-deux-vice-presidents-de-total-repondent-a-oil-man/


responsables de l’industrie pétrolière ou des mêmes organisations précitées, d’analystes ou conseillers indépendants. Ils ont travaillé chez Total, Exxon Mobil, BP, Texaco ou toute autre grande compagnie pétrolière, à l’Institut Français du Pétrole, EDF, au BRGM

1, dans des

ministères ou encore à l’Agence Internationale de l’Energie, occupant parfois des fonctions éminentes.

Nombre d’entre eux ont rejoint l’association ASPO qui organise une conférence internationale annuelle pour faire le point sur la production pétrolière et gazière mondiale. En mars 2012, plusieurs membres éminents d’ASPO France ont cosigné une tribune publique

2 afin d’alerter les candidats à

l’élection présidentielle française sur la nécessité d’anticiper un déclin de la production globale qui interviendrait entre 2015 et 2020. Parmi les signataires renommés: Pierre-René Bauquis, Jean-Marie Bourdaire, Jean Laherrère, Yves Mathieu, Bernard Durand, Jacques Varet, Jean-Luc Wingert, mais également Yves Cochet ou Jean-Marc jancovici.

Robert Hirsch, auteur du célèbre « rapport Hirsch » (Hirsch, Bezdek, & Wendling, 2005) «publié en 2005 à la demande du Département de l’Energie des Etats-Unis (US DoE), peut également être classé parmi les pessimimstes. Lors de son intervention à la conférence internationale de l’ASPO en juin 2012, il prévoyait un déclin de la production globale dans un délai de un à quatre ans, c'est-à-dire avant 2016.

Figure 28: Scénario de Robert L. Hirsch présenté lors de la 10ème

conférence internationale de l'ASPO (Vienne, 2012)

Glen Sweetnam3, dans une interview accordée à Matthieu

Auzanneau en 2010, considère « qu’il est possible que nous vivions un déclin de la production globale entre 2011 et 2015, première étape du plateau ondulant qui débutera dès lors que le maximum de production aura été atteint ».

Nous pouvons souligner que l’AIE, depuis la publication du WEO 2010, admet que nous avons dépassé le pic de production pour ce qui concerne les gisements de pétrole conventionnel exploités actuellement. Depuis, deux anciens Premiers Ministres français ont évoqué le passage du pic pétrolier. Michel Rocard lors d’une interview radio et François Fillon, dans l’exercice de ses fonctions en 2011, au sein de l’assemblée Nationale. Pourtant, aucune décision ni

1 Bureau de recherches géologiques et minières

2 http://tribune-pic-petrolier.org/

3 A l’époque, Glen Sweetnam était expert officiel en chef des

marchés pétroliers pour l’administration Obama, dans l’US Department of Energy. Il a été muté depuis.

orientation politique n’a été prise à ce sujet en France. Enfin, en Belgique, le parlement Wallon a mis en place, au sein de la commission énergie, un comité « Pics de pétrole et de gaz » en 2008, après sept mois d’auditions et de réflexion sur le thème du pic de pétrole.


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